Chubu Electric Power Company,incorporated · TSE:9502

Chubu Electric Power Company,incorporated — Q2 FY2014 Earnings Presentation

65 slides from Chubu Electric Power Company,incorporated's earnings presentation, November 2014

  1. Slide 1: 2014年度第2四半期 決算説明会資料

    2014年度第2四半期 決算説明会資料 2014年 11月 © © 2013 2014 Chubu Chubu Electric Electric Power Power Co., Co., Inc. Inc. All All rights rights reserved. reserved.

  2. Slide 2: 目次

    目 次 Ⅰ 2015年3月期 第2四半期決算概要 Ⅱ 経営状況 決算概要① ・・・・・ 1 東京電力との包括的アライアンス① ： ・・・・・ 15 参画意義および基本合意の概要 決算概要② ・・・・・ 2 東京電力との包括的アライアンス② ： 販売電力量 ・・・・・ 3 ・・・・・ 16 協議対象範囲と効果 発受電電力量 ・・・・・ 4 浜岡原子力発電所における安全対策： ・・・・・ 17 個別収支比較表① ・・・・・ 5 安全性向上対策の工事内容の 部見直し 安全性向上対策の工事内容の一部見直し 個別収支比較表② ・・・・・ 6 需給①：今夏の電力需給実績 ・・・・・ 18 個別収支比較表③

  3. Slide 3: Ⅰ 2015年3月期 第2四半期決算概要

    Ⅰ 2015年3月 第2四半期決算概要 （注１） 資料内の「年度」表記は4月から翌年3月までの期間を指しま す。 （例：2015年3月期は「2014年度」と表記） 資料内の「2Q」表記は4月から9月までの期間を指します。 （注２） 2015年8月26日に、スライド４「発受電電力量」の揚水用 について、増減率を修正しております。 修正前：△30.1 修正後：△30.5 © © 2013 2014 Chubu Chubu Electric Electric Power Power Co., Co., Inc. Inc. All All rights rights reserved. reserve

  4. Slide 4: 決算概要①

    決算概要① 91 ■連結 ・売上高は、2010年度第2四半期以降 5年連続の増収 ・2010年度第2四半期以来 4年ぶりの経常利益および四半期純利益 (億円，％) 2014/2Q 2013/2Q 増減 (A) (B) (A-B) (A-B)/B 売上高 15,260 13,674 1,586 11 6 11.6 営業損益 695 △ 119 815 - 経常損益 384 △ 270 655 - 四半期純損益 461 △ 167 629 - ■個別 (億円，％) 2014/2Q 2013/2Q 増減 (A) (B) (A-B) (A-B)/B 売上高 14,378 12,826 1,551 12

  5. Slide 5: 決算概要②

    決算概要② 92 ＜前年同期比較 連結経常損益の主な変動要因＞ ■収支向上要因 ・値上げによる影響 ５９７億円 / 燃料費調 額 ・2014/2Q燃料費調整額 ４８５億円 億 ■収支悪化要因 ・燃料価格の上昇 △２８５億円 ・販売電力量の減少 など △１４２億円 【連結経常損益の変動要因】 （単位：億円） 900 燃料価格の 700 2014/2Q 上昇 燃料費調整額 販売電力量の △２８５ 減少など 500 ４８５ △１４２ 300 384 値上げ （主要諸元 単位(円/$，$/b)） （ 単 $ $ ） 2014/2Q 100 為替ﾚｰﾄ ＋４ (９９→１０３) 経常利益 原油CIF ＋１

  6. Slide 6: 販売電力量

    販売電力量 9３ ＜規制対象需要＞ 規制対象 ■電灯 夏季の気温が前年に比べ低めに推移したことによる冷房設備の稼動減や節電の 影響などから、前年同期に比べ 6.0%減少し 152億kWh ■電力 気温影響による冷房設備の稼動減などから 6.8%減少し 6 8%減少し 28億kWh ＜自由化対象需要＞ ■業務用 気温影響による冷房設備の稼動減などから 3.6%減少し 110億kWh ■産業用 機械の生産増はあったが、その他の産業の生産減などから、前年同期並みの 322億kWh (億kWh，％) 2014/2Q 2013/2Q 増減 (A) (B) (A-B) (A-B)/B 電灯 152 162

  7. Slide 7: 発受電電力量

    発受電電力量 94 ■水力発電量 渇水（出水率2014/2Q：93.5% 2013/2Q：88.6%）ではあったが、 2億kWh増加 ■融通・他社受電量 他の電力会社への応援融通が増加したことなどにより、15億kWh減少 ■火力発電量 上記の結果などにより、10億kWh減少 (億kWh，％) 2014/2Q 2013/2Q 増減 (A) (B) (A-B) (A-B)/B 水力 48 46 2 5.2 自 （出水率） (93.5) (88.6) (4.9) 火力 572 582 △ 10 △ 1.7 社 原子力 － － － － (設備利用率) （－） （－） （－） 新エネルギー 0 0 △0

  8. Slide 8: 個別収支比較表①

    個別収支比較表① 95 (億円，％) 2014/2Q 2013/2Q 増減 主な増減要因 (A) (B) (A-B) (A-B)/B 電灯電力料 12,616 11,676 939 8.0 値上げによる影響 ＋597 2014/2Q 燃料費調整額 ＋485 販売電力量の減 △285 販売電力料・ 637 406 231 56.9 託送収益等 地帯間販売電力料の増 ＋ 62 他社販売電力料の増 ＋161 再エネ特措法交付金 498 280 218 77 7 77.7 再生可能エネルギーの買取増 その他収益 132 112 20 17.8 電気事業営業収益 13,885 12,476 1,408

  9. Slide 9: 個別収支比較表②

    個別収支比較表② 96 (億円，％ ) 2014/2Q 2013/2Q 増減 主な増減要因 (A) (B) (A-B) (A-B)/B 人件費 908 948 △ 39 △ 4.2 燃料費 6,311 6,209 101 1.6 火力燃料費 ＋101 （数量減 △184、燃料価格の上昇 ＋285） 原子力ﾊﾞ ｸｴﾝﾄﾞ費用 原子力ﾊﾞｯｸｴﾝﾄﾞ費用 83 74 8 12 0 12.0 購入電力料・託送料等 1,491 1,326 165 12.5 再生可能エネルギーの買取増 修繕費 1 260 1,260 969 291 30 1 30.1 流通設備の劣化更新の増など 減価償却費 1,25

  10. Slide 10: 個別収支比較表③

    個別収支比較表③ 97 (億円，％ ) 2014/2Q 2013/2Q 増減 主な増減要因 (A) (B) (A-B) (A-B)/B 営業損益 638 △ 192 831 － 電気事業 ＋799 附帯事業 ＋732 営業外収益 70 109 △ 39 △ 35.7 35 7 営業外費用 401 237 163 69.0 経 経常収益 14 449 14,449 12 936 12,936 1 512 1,512 11 7 11.7 常 経常費用 14,141 13,256 884 6.7 損 益 307 △ 320 628 － 渇水準備金 △ 29 △ 79 50 － 特別利益 284 －

  11. Slide 11: 連結収支比較表

    連結収支比較表 98 (億円 ％) (億円，％) 2014/2Q 2013/2Q 増減 (A) (B) (A-B) (A-B)/B 電気事業 13,877 12,469 1,408 11.3 売 上 その他事業 1,383 1,204 178 14.8 高 15,260 13,674 1,586 11.6 営 電気事業 634 △ 139 774 ― 業 その他事業 60 20 40 201.2 損 益 695 △ 119 815 ― 経常損益 384 △ 270 655 ― 渇水準備金 △ 29 △ 79 50 ― 特別利益 284 ― 284 ― 法人税等 230 △ 30 260 ― 少

  12. Slide 12: セグメント情報

    セグメント情報 99 (億円 ％) (億円，％) 2014/2Q 2013/2Q 増減 (A) (B) (A-B) (A-B)/B 電気事業 13,877 12,469 1,408 11 3 11.3 その他事業 1,383 1,204 178 14.8 売 上 （エネルギー事業） （エネルギ 事業） (540) (391) (149) (38 3) (38.3) 高 （その他） (842) (813) (28) (3.5) 15 260 15,260 13 674 13,674 1 586 1,586 11 6 11.6 電気事業 622 △ 176 799 － その他事業 64 57 6

  13. Slide 13: 連結財政状態の概要

    連結財政状態の概要 9 10 ■資産 減価償却の進行などにより固定資産が減少したことや、短期投資の減少により 流動資産が減少したことから、総資産は、前期末に比べ 1,224億円減少 ■負債 有利子負債の減少などにより、負債合計は、前期末に比べ 1,630億円減少 ■純資産 四半期純利益などにより、純資産合計は、前期末に比べ 406億円増加 (億円) 2014/9末 2014/3末 増減 (A) (B) (A-B) (A B) 総資産 56,597 57,821 △ 1,224 負 債 41,819 43,450 △1,630 純資産 14,778 14,371 406 25.5 24.2 1.

  14. Slide 14: 連結キャッシュ・フロー比較表

    連結キャッシュ・フロー比較表 9 11 ■営業活動によるキ ■営業活動によるキャッシュ・フロー シ フロ 電気事業において、電気料金の値上げや燃料費調整額などにより電灯電力料収入が増加したことなどから、 前年同期に比べ1,429億円増加 ■投資活動によるキャッシュ・フロー 投資活動によるキ シ 固定資産の取得による支出が減少したものの、当期において投融資による支出が回収による収入を上回った ことなどにより、前年同期に比べ14億円増加 (億円) 2014/2Q 2013/2Q 増減 (A) (B) (A-B) 営業活動による 1,954 525 1,429 キャッシュ・フロー (a) 投資活動に

  15. Slide 15: 2014年度 業績見通しの概要

    2014年度 業績見通しの概要 12 10 ■連結 （億円） 2014年度予想 2014年度予想 増減 今回公表 7/31公表 (A) (B) (A)-(B) 売上高 31 200 31,200 30 900 30,900 300 営業損益 750 750 ― 経常損益 300 300 ― 当期純損益 380 380 ― ■個別 （億円） 2014年度予想 2014年度予想 増減 今回公表 7/31公表 (A) (B) (A)-(B) 売上高 29 000 29,000 28 700 28,700 300 営業損益 600 600 ― 経常損益 200 200 ― 当期純損益 330 330

  16. Slide 16: 2014年度 個別業績見通し（対前期）

    2014年度 個別業績見通し（対 前期） 13 10 (億円) 2014年度 2013年度 予想 実績 増減 (A) (B) (A)-(B) (A) (B) 売上高 29,000 26,382 2,620 程度 営業費用 28 400 28,400 27 154 27,154 1 250 程度 1,250 営業損益 600 △ 772 1,370 程度 経常損益 200 △ 1,041 1 041 1 240 程度 1,240 当期純損益 330 △ 672 1,000 程度 ■主要諸元 2014年度 2013年度 増減 予想 実績 (A) (B) (A-B) 販売電力量 (億kWh) 1,2

  17. Slide 17: 株主還元方針

    株主還元方針 14 ■配当予想について 〇当社は、収支改善に向け電気料金の値上げを実施させていただくとともに、全社を 当社は 収支改善に向け電気料金の値上げを実施させていただくとともに 全社を 挙げた経営効率化に取り組んでおりますが、今後の収支変動リスクを踏まえ、さらなる 取り組みを進める必要があること、また、毀損した財務基盤の強化を図っていく必要も あることから 2014年度の中間配当につきましては 見送らせていただきます あることから、2014年度の中間配当につきましては、見送らせていただきます。 〇また、期末配当予想につきましては、現時点では、一定の確度・合理性を以て先行きを 見極めるこ

  18. Slide 18: Ⅱ 経営状況

    Ⅱ 経営状況 © © 2013 2014 Chubu Chubu Electric Electric Power Power Co., Co., Inc. Inc. All All rights rights reserved. reserved.

  19. Slide 19: 東京電力との包括的アライアンス①

    東京電力との包括的アライアンス① ： 15 参画意義および基本合意の概要 参画意義 ○国際競争力あるエネルギ の供給を通じた国益の確保という視点で有効であるだけでなく、 ○国際競争力あるエネルギーの供給を通じた国益の確保という視点で有効であるだけでなく、 従来から掲げてきた成長戦略を実現する上でも効果的であると判断し、包括的アライアンス に関する提案を実施 ○本件により、当社は①調達規模の拡大による燃料調達コストの削減、②成長が期待できる ○本件により 当社は①調達規模の拡大による燃料調達コストの削減 ②成長が期待できる 関東エリアへの進出（発電・小売事業）、③グローバルな燃料・国際事業の展開

  20. Slide 20: 東京電力との包括的アライアンス②

    東京電力との包括的アライアンス② ： 16 協議対象範囲と効果 [燃料は、LNGだけでなく、石炭,石油等を含む] ＜協議対象範囲＞ 東京電力 燃料調達 受入・貯蔵 火力発電 燃料上流 2,500万ｔ 輸送 4基地 （既存） （LNG） （LNG） 4,200万kW 事業参画拡大 調達規模拡大 輸送効率拡大 受入弾力性拡大 共同実施 最適化・トレーディング 最適化 ト ディング 火力発電 （新設･ﾘﾌﾟﾚｰｽ） 中部電力 燃料調達 受入 貯蔵 受入・貯蔵 火力発電 燃料上流 1,500万t 輸送 4基地 （既存） （LNG） （LNG） 2,500万kW ※海外発電 ガス卸売等の共同実施について

  21. Slide 21: 浜岡原子力発電所における安全対策

    浜岡原子力発電所における安全対策： 17 安全性向上対策の工事内容の一部見直し 安全性向上対策の工事内容の 部見直し ●浜岡原子力発電所4号機の安全性向上対策について、原子力規制委員会による新規制基準適合性 確認審 確認審査が先行する他社プラントの審査内容および工事進捗状況等を踏まえた工事内容の一部 先行す 他社 審 内 事進捗状況等 踏 事内 部 見直しを実施する。 主な工事内容の見直し ・非常用電源設備・換気設備：火災影響を考慮した分散配置 緊急時対策所の機能強化 ・空調機能：災害対策要員の作業環境向上のための強化 ・建屋：上記に伴う建屋面積の拡大 建屋 記 伴う建屋面積 拡大 ・可搬設備

  22. Slide 22: 需給①：今夏の電力需給実績

    需給①：今夏の電力需給実績 18 ■今夏の需要実績 2010年と比較して気温が低く推移した日が多い。 多くのお客さまによる節電のご協力。 →最大電力（一点最大電力）は2010年実績を257万kW下回り、2,452万kWとなった。 一点最大電力 差(A-B) 差の内訳 2014年8月(A) 2010年8月(B) 節電効果 △155万kW程度 2,452万kW 2,709万kW △257万kW 気象影響 △126万kW程度 景気影響等 24万kW程度 ■供給力 2014年5月に上越火力発電所2-2号（出力：57.6万kW）が営業運転開始 供給余力の範囲内で電力需給が厳しい関西電力および九州

  23. Slide 23: 需給②：今冬の電力需給見通し

    需給②：今冬の電力需給見通し 19 ■最大電力（最大3日平均電力） 2013年度冬季実績値に、お客さまの節電や気象・景気影響等の差分を含み、2,295万kWと想定。 （節電効果は、昨冬の節電実績やアンケート調査等の結果に基づき55万kW程度と見込む。） ■供給力 中部地域の安定供給に必要な供給力を確保したうえで、需給ひっ迫が見込まれる他電力会社の要請を受けて 実施する平日昼間帯122万kW程度の応援融通を見込み、2,539万kWと想定。 ⇒期間を通して、安定供給を確保できる見通し 2013年度冬季実績との差 節電効果の減少による増 約 10万kW 気象影響による減 約 △30万kW 景気影

  24. Slide 24: 燃料調達見通し

    燃料調達見通し 20 ■燃料調達の見通し（ＬＮＧ） 浜岡原子力発電所停止以降、原子力発電量の減少分の多くをLNG火力で代替。 201４年度については 電力融通量を含む需要動向により ＬＮＧ必要調達量は変動するが 201４年度については、電力融通量を含む需要動向により、ＬＮＧ必要調達量は変動するが、 1,300万ｔ～1,400万ｔ程度と考えており、変動に応じた所要量確保に向け売主と交渉を実施している。 （参考）ＬＮＧの調達実績について （万t） 1 , 4 00 1 , 2 00 1 , 0 00 800 1,428 1,300～ 1,312 1,368 600 1,400 1,045 4

  25. Slide 25: 資金調達実績および調達計画について

    資金調達実績および調達計画について 21 ■2014年度の資金調達計画と調達状況について 2014年度の長期資金の調達計画は、1,500億円程度 なお、第２四半期末(９月末)までに、600億円程度の調達を実施 （億円） その他 ８００ 社債 ２００ 201３年度調達実績 ２，１００ ９００程度 三幹事銀行 ６００ その他 20０ 調達済 日本政策投資銀行 ６００ 社債 ５００ 4００ 《２０１３年度（実績）》 《２０１４年度（計画）》 © © 2013 2014 Chubu Chubu Electric Electric Power Power Co., Co., Inc. Inc. Al

  26. Slide 26: Ⅲ 参考データ

    Ⅲ 参考データ 新規制基準①：新規制基準の概要 ・・・・・・ 22 燃料調達①：LNG契約の状況 ・・・・・・ 40 新規制基準②：新規制基準施行後の審査・ 燃料調達②：LNG船定期傭船契約の概要 ・・・・・・ 41 ・・・・・・ 23 検査の進め方（イメージ） 燃料調達③：石炭トレーディングの推進 ・・・・・・ 42 新規制基準③：40年規制の対応 ・・・・・・ 24 燃料調達④：エネルギー資源の権益取得 ・・・・・・ 43 浜岡原子力発電所①：新規制基準への適合性確認審査のための申請 燃料調達⑤：燃料調達の状況（2013年度） ・・・・・・ 44 ・・・・・・ 25 について 再生可能 ネ

  27. Slide 27: 新規制基準①：新規制基準の概要

    新規制基準①：新規制基準の概要 22 出所：原子力規制委員会資料（2013年7月） © © 2013 2014 Chubu Chubu Electric Electric Power Power Co., Co., Inc. Inc. All All rights rights reserved. reserved.

  28. Slide 28: 新規制基準②：審査・検査の進め方

    新規制基準②： 23 新規制基準施行後の審査・検査の進め方（イメージ） 新規制基準施行後の審査 検査の進め方（イメ ジ） ●新規制基準への適合性に係る申請では、設備の設計や運転管理体制等、ハード・ソフト ●新規制基準への適合性に係る申請では 設備の設計や運転管理体制等 ハ ド ソフト の両面の実効性を一体的に審査することとし、設置許可、工事計画認可、保安規定認可 について、事業者から同時期に申請を受け付け、同時並行的に審査を実施。 【新規制基準への適合性に係る申請】 起動 事 設置変更許可 業 （基本設計・方針等） （基本設計 方針等） 一 者 体 検 か 工事計画認可 審 検査 検査 査 ら

  29. Slide 29: 新規制基準③：40年規制への対応

    新規制基準③： 40年規制への対応 24 ＜原子炉等規制法 第43条の3の32＞ ● 発電用原子炉を運転できる期間を、運転開始から40年とし、その満了までに認可を 発電用原子炉を運転できる期間を 運転開始から40年とし その満了までに認可を 受けた場合には、1回に限り延長することを認める。 ● 延長期限の上限は20年を超えない期間を政令で定める。 ■当社原子力の状況 当社の原子力は、経年の少ないものが多いため、最も建設年次の古い浜岡3号機でも 経年40年を迎えるのは２０２７年であり、それまでに対応を検討していくこととなる。 ２０１4年9月末 出力（万ｋＷ） 運転開始日 における経過年数 浜岡３

  30. Slide 30: 浜岡原子力発電所①：適合性確認審査の申請

    浜岡原子力発電所①： 25 新規制基準への適合性確認審査のための申請について ● 当社は、原子力規制委員会の新規制基準の施行に伴い、浜岡原子力発電所4号機の新規制基準 への適合性を確認する審査を受けるため 原子力規制委員会へ 原子炉設置変更許可申請書 への適合性を確認する審査を受けるため、原子力規制委員会へ、原子炉設置変更許可申請書、 工事計画認可申請書および保安規定変更認可申請書を、2014年2月14日に提出。 原子炉設置変更許可申請書 ・新規制基準において整理された設計基準への対応として、基準地震動や基準津波の策定および その対応、ならびに同基準で新たに明記・強化された竜巻、火山等への対応

  31. Slide 31: 浜岡原子力発電所②：審査の進捗状況

    浜岡原子力発電所②： 26 新規制基準への適合性確認審査の進捗状況について ● 2013年7月8日、原子力施設の規制に関する新たな基準（新規制基準）が施行。 ●当社は、2014年2月14日に浜岡4号機における安全対策について、国が定めた新規制基準 への適合性確認のための申請を行った。 ●原子力規制委員会は、2014年３月６日に当社の申請に関し、25項目の主要な論点を示した。 ●その後 事務レベルのヒアリングを受け 順次審査会合を実施 ●その後、事務レベルのヒアリングを受け、順次審査会合を実施。 審査会合の状況(2014年10月31日時点） 内容 第1 回 2014年2月27日 浜岡原子力発電所

  32. Slide 32: 浜岡原子力発電所③：地震対策

    浜岡原子力発電所③： 27 【設計基準対策】地震対策 ●内陸地殻内地震、プレート間地震および海洋プレート内地震について不確かさを考慮して地震動 評価を実施し、発電所敷地の地盤増幅特性も考慮して基準地震動を策定。 ●策定した基準地震動を踏まえ地震対策等を継続して実施。 ■基準地震動 基 〇基準地震動Ss1※1（1200ガル） 〇基準地震動Ss2※1（2000ガル） ※１：各施設へのSs1もしくはSs2の適用については 近傍観測点における顕著な増幅の有無による。 ■主な対策 〇配管・電路類サポート改造工事 〇防波壁地盤改良工事 〇緊急時対策所の強化※2 等 ※2：設置済の既設棟に加え増築棟を設ける

  33. Slide 33: 浜岡原子力発電所④：津波対策

    浜岡原子力発電所④： 28 【設計基準対策】津波対策 ●津波発生要因としてプレート間地震、海洋プレート内地震、海域の活断層による地殻内地震、海底地 ●津波発生要因としてプレ ト間地震、海洋プレ ト内地震、海域の活断層による地殻内地震、海底地 すべりについて調査・検討し、敷地に及ぼす影響が大きいと考えられる「南海トラフのプレート間 地震による津波」について不確かさを考慮して基準津波を策定。 ●この基準津波による防波壁前面の最大水位は、T.P.+21.1mとなった。 準津波 防波 最 、 。 ●これに対し、防波壁（天端高T.P.+22m）や取水槽他の溢水対策などの津波対策を実施することに より、発

  34. Slide 34: 浜岡原子力発電所⑤：安全性向上対策の工程

    浜岡原子力発電所⑤： 29 安全性向上対策の工程 2014年度 2015年度 2016年度 2017年度 津波対策 追加対策の設計等を反映 重大事故対策 追加対策の設計等を反映 ４号機 新規制基準を踏まえた 地震対策、竜巻対策、火災対策および重大 追加対策 事故への対応としての注水機能強化等 津波対策 追加対策の設計等を反映 重大事故対策 追加対策の設計等を反映 ３号機 新規制基準を踏まえた 地震対策、竜巻対策、火災対策および重大 地震対策 竜巻対策 火災対策および重大 追加対策 事故への対応としての注水機能強化等 © © 2013 2014 Chubu Chubu Electric Elec

  35. Slide 35: 浜岡原子力発電所⑥：5号機 海水流入

    浜岡原子力発電所⑥： 30 5号機 主復水器細管損傷による海水流入 経 緯 2011年5月14日、5号機の原子炉停止後、冷温停止に向け操作を実施中、蒸気冷却用の海水が流れる 2011年5月14日 5号機の原子炉停止後 冷温停止に向け操作を実施中 蒸気冷却用の海水が流れる 主復水器内の細管が一部損傷。主復水器に400トン、原子炉に5トンの海水が流入する事象が発生。 主な点検結果 【原子炉圧力容器】 内張り材の一部に腐食が確認されたが、これまで の点検結果などから、必要厚さを保持していると 推定されるため、機能に影響はないと評価。 【その他の原子炉設備およびタービン設備】 一部の機器について腐食が

  36. Slide 36: 浜岡原子力発電所⑦：防災対策の強化

    浜岡原子力発電所⑦：防災対策の強化について 31 ■ 原子力防災体制の見直し・強化  防波壁の設置などのハード面の対策に加え、ソフト面 の対策として、万が一、原子力災害が発生した場合に も、早期に事態を収束するために、グループ会社も含 めた防災体制を強化する。  地震 地震・津波を起因とした原子力災害に対応するため 津波を起因とした原子力災害に対応するため、 教育・訓練・手順書の充実を図り、災害時対応能力の 向上を図る。 ■ 防災資機材および設備の整備・強化 ＜社内訓練＞ 災害対策用発電機接続ケーブル敷設（建屋内の照明を消 灯して実施）訓練の様子  社内外の情報伝達に必要な通信機材（ＴＶ

  37. Slide 37: 電力システム改革①：工程

    電力システム改革①：電力システム改革の工程 32 ■電力システム改革の工程 実施時期 改正電気事業法 【第１段階】 2015年を目途に設立 2013年11月13日成立 広域的運営推進機関の設立 【第２段階】 2016年を目途に実施 2014年6月11日成立 電気の小売業への参入の全面自由化 【第３段階】 法的分離による送配電部門の中立性 2018年から2020年までを 2015年通常国会に法案提出 の一層の確保、電気の小売料金の 目途に実施 することを目指すものとする 全面自由化 〔出所〕経済産業省公表資料 （参考）小売自由化の推移 2000年3月～ 2004年4月～ 2005年4月～ 201

  38. Slide 38: 電力システム改革②：スマートメーター

    電力システム改革②：スマートメーター 33 15 ■スマートメーター導入計画 ○特高・高圧500kW以上で受電しているお客さまについては、すでにスマートメーターへの取替を完了。 ○高圧500kW未満で受電しているお客さまについては、2012年1月から設置を開始しており、2016年度までに 取替を完了する予定。 ○低圧で受電しているお客さまについては、2014年10月から2014年度末までに、一部地域において約12,500 台のスマートメーターを設置し通信機能およびシステムの検証を、2015 年6月まで実施。 2015年7月からは全地域において取替を開始する予定。なお、導入完了時期については20

  39. Slide 39: 需給①：全国の電力需給見通し（１月）

    需給①：全国の電力需給見通し（１月） 34 (GW) 西日本 100 8.0% 6.7% 7.4% 北海道 80 5.1% 6 0% 6.0% 4.8% 60 4.0% 3.0% 3.0% 4.0% 40 (1.60) (0.77) 2.0% 20 (0.77) (0.46) (0.25) (0.21) 0 0 0% 0.0% 中部 関西 北陸 中国 四国 九州 西6社 最大電力(一点最大) 供給力 予備率（ 右軸） (GW) 東日本 ※（ ）は予備容量を記載 80 1 2 . 3% 14.0% 9.6% 12.0% 東北 60 9.5% 10 0% 10.0% 9.0% 8.0% 40 (4

  40. Slide 40: 需給②：電力会社相互応援能力の強化

    需給②：電力会社相互応援能力の強化 １ 35 ■ＦＣ（周波数変換設備）の増強 （地域間連系線等の強化に関するマスタープラン中間 報告書の概要より抜粋） ・ 2020年度を目標に、容量FC90万kW（210万kW まで）を増強する。 北海道本州間 ・ それ以降、できるだけ早期に300万kWまで増強する。 連系線 北海道向 60万kW 中部北陸間連系線 東北向 60万kW 関西中国間連系線 北陸向 30万kW 関西向 410万kW 北陸関西間連系線 中部向 30万kW 中国向 270万kW 北陸向 130万kW 東北東京間 関西向 160万kW 連系線 東北向 80万kW 中国四国間連系線 東京向

  41. Slide 41: 需給③：電源設備構成・発電電力量構成

    需給③：電源設備構成・発電電力量構成 36 38 ■電源設備構成 （GW） 0 10 20 30 40 2010年度 年度 12% 13% 41% 15% 19% 2011年度 12% 13% 41% 15% 19% 2012年度 11% 12% 43% 15% 19% 2013年度 【37ＧW】 11% 13% 45% 12% 19% 原子力 石炭 LNG 石油等 水力 新エネルギー （※）他社受電を含む ■発電電力量構成 （TWh） 0 40 80 120 160 2010年度 15% 26% 46% 4% 8% 1% 2011年度 2% 24% 59% 5% 9% 1% 2012年度 2

  42. Slide 42: 需給④：大口産業の動向

    需給④：大口産業の動向 9 37 ■大口需要の動向（大口産業別実績 対前年増加率） 2014年度 【第2四半期】 対前年増加率（％） 販売電力量 構成率 （百万kWh) (%) 4月 5月 6月 7月 8月 9月 紙 ・ パ ルプ 1.0 △ 9.0 △ 10.8 △ 1.3 △ 10.2 △ 3.0 724 2.8 化 学 △ 9.5 △ 2.8 △ 6.3 △ 3.0 △ 2.6 △ 3.0 1,347 5.2 素 窯 業 ・ 土石 4.1 △ 0.4 △ 0.8 1.2 △ 4.0 △ 0.8 1,193 4.6 材 型 鉄 鋼 6.4 △ 2.0 5.5 5.5 3.5 4.0 3,2

  43. Slide 43: 火力発電設備①：火力発電所の開発と電源入札

    火力発電設備①：火力発電所の開発と電源入札 15 38 ■高効率LNG火力発電所開発 （年度） 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 ▼'07/3月着工 ▼'12/7月運開 上越火力1号系列 (1-1号) 59.5万kW 上越火力発電所 ▼'07/3月着工 熱効率 58.5% 58 5% ▼'13/1月運開 （低位発熱量基準） 上越火力1号系列 (1-2号) 59.5万kW ▼'08/4月着工 ▼'13/7月運開 上越火力2号系列 (2-1号) 59.5万kW 西名古屋火力発電所 ７号系列 ▼

  44. Slide 44: 火力発電設備②：LNG設備増強計画

    火力発電設備②：LNG設備増強計画 16 39  安定的かつ柔軟なLNG調達を支える設備の強化 ⑤新たに敷設するガス導管 ①LNGタンク増設 &LNG受入桟橋増強 ②伊勢湾横断 新名古屋 ガスパイプライン敷設 川越 西名古屋 (緑実線 は東邦ガス（株）様分) ④三重・滋賀ライン敷設 知多第二 東邦ガス（株）様 ③LNG第二桟橋増強 四日市工場 知多地区ＬＮＧ基地 四日市 中部電力（株） 四日市ＬＮＧセンター ガスパイプライン（既設） LNG火力発電所 件 名 概 要 着工時期 完工時期 ① 川越ＬＮＧタンク増設 タンク容量18万ｍ３ 2基 2007年度 2012年度 川越ＬＮＧ受入桟橋増強

  45. Slide 45: 燃料調達①：LNG契約の状況

    燃料調達①：LNG契約の状況 40 ■LNG主要契約の状況 （千t/年） プロジェクト（引渡条件） 契約期間 契約量（概数） カタ ル１ (Ex カタール１ (Ex-ship) ship) 1997年～2021年 (約25年間) 4,000 4 000 オーストラリア延長 (Ex-ship) 2009年～2016年 (約 7年間) 500 オーストラリア拡張 (Ex-ship) 2009年～2029年 (約20年間) 600 マレーシア (Ex-ship) 2011年～2031年 (約20年間) 最大 540 サハリンⅡ (Ex-ship) (Ex ship) 2011年～2026年 (約15

  46. Slide 46: 燃料調達②：LNG船定期傭船契約の概要

    燃料調達②：LNG船定期傭船契約の概要 41 ■３隻のLNG船定期傭船契約の締結 ・FOB契約（ゴーゴン、イクシス、ウィートストーン）の締結を踏まえ、主体的な輸送コストの管理による 経済性の向上や輸送における柔軟性の確保を期待し、３隻のLNG船定期傭船契約を締結。 １隻目（勢州丸） ２隻目 ３隻目 船主 三菱商事/日本郵船が株式保有する 三菱商事/商船三井が株式保有する 川崎汽船が株式保有する海外法人 海外法人 海外法人 傭船者 当社または当社子会社 竣工時期 2014年9月 2014年12月予定 未定 傭船期間 約15～20年間 ■今後のLNG船手配 ・米国フリーポート・プロジェクト向けに５

  47. Slide 47: 燃料調達③：石炭トレーディングの推進

    燃料調達③：石炭トレーディングの推進 42 ■石炭トレーディング事業  当社とフランス電力会社(EDF)の子会社であるEDFT社は、それぞれ100%出資の子会社を日本に設立し、 共同で燃料トレーディング事業を2008年度開始  2010年4月より、中電エネルギートレーディング社(CET社)が、当社石炭調達全量を一元的に管理  2012年4月より、新たにシンガポールに設立した当社子会社Chubu Energy Trading Singapore Pte Ltd (CETS社)がその役割を継承 →豊富な石炭取引情報へのアクセスやスキルを有する人材の確保等を通じて、当社の石炭需要に合わせた、

  48. Slide 48: 燃料調達④：エネルギー資源の権益取得

    燃料調達④：エネルギー資源の権益取得 43 コルドバ・プロジェクト [上流権益の取得状況など] インテグラ・プロジェクト （シェールガス） （石炭） イクシス・プロジェクト 生産数量:330万t/年 生産数量:350万t/年（LNG換算） （ＬＮＧ） 権益取得比率:5.95% 権益取得比率:3.75%※1 生産数量:840万t/年 生産中 生産中 権益取得比率:0 735% 権益取得比率:0.735% 2016年生産開始予定 フリーポートＬＮＧプロジェクト 液化設備:設備容量440万t/年×3系列 （最大４系列） 当社確保分:220万t/年 保 出資比率:25%※2 201８年液化加工開始予定

  49. Slide 49: 燃料調達⑤：燃料調達の状況（2013年度）

    燃料調達⑤：燃料調達の状況（201３年度） 44 ｶｻﾞﾌｽﾀﾝ 0.4 ﾛｼｱ 3.7 その他 3.0 ｶﾅﾀﾞ 1.2 （％） ﾛｼｱ 1.3 ｵｰｽﾄﾗﾘｱ 88 8.8 ｱﾌﾘｶ 9.6 LNG 石炭 （1,368.6万t） ｶﾀｰﾙ 59.5 ｲﾝﾄﾞﾈｼｱ （1,053.1万t） ｵｰｽﾄﾗﾘｱ ｱｼﾞｱ 48.0 49.2 15.4 ｶﾞﾎﾞﾝ 4.0 ﾍﾞﾄﾅﾑ 原油 ｲﾝﾄﾞﾈｼｱ 24.2 （38.0万kl） 71.8 円グラフ中央の （ ）内は調達量 © © 2013 2014 Chubu Chubu Electric Electric Power Power Co.,

  50. Slide 50: 再生可能エネルギー①：固定価格買取制度

    再生可能エネルギー①：固定価格買取制度 45 ■再生可能エネルギー固定買取価格制度の基本的な仕組み 再生可能エネルギーによる発電事業者 (2013年度） 供 給 太陽光 種別 方式・容量 10kW以上 単価 37.80円 37 80円 期間 20年 購 入 電力 風力 20kW未満 57.75円 20年 地熱 20kW以上 1.5万kW未満 23.10円 42.00円 20年 15年 他社購入電力料 会社 電灯電力料 1.5万kW以上 27.30円 15年 （再エネ買取費用相当） （再エネ発電促進賦課金） 水力 200kW未満 35.70円 20年 200kW以上 30 45円 30.45円

  51. Slide 51: 再生可能エネルギー②：当社の取り組み

    再生可能エネルギー②：当社の取り組み 15 46 ■当社の再生可能エネルギー推進の具体的な取り組み 具体的取り組み 出力(千kW) 運開時期 太 メガソーラーいいだ 1 2010年度 陽 自社開発 メガソーラーたけとよ 7.5 2011年度 光 メガソーラーしみず 8 2014年度予定 風 （1期）2009年度 自社開発 御前崎 22 力 （2期）2010年度 須砂渡 0.24 0 24 2010年度 徳山1号機 131.0 2015年度予定 徳山2号機 22.4 2014年度 阿多岐 0.19 2015年度予定 新規開発 新串原 0.22 2015年度予定 丹生川 0 35 0.35 201

  52. Slide 52: 再生可能エネルギー③：導入実績

    再生可能エネルギー③：再生可能エネルギーの導入実績 15 47 ■当社管内の再生可能エネルギー導入実績 ギ 導 [契約電力（太陽光・風力）] [契約件数（太陽光）] （千件） （万kW） 2009年度 2010年度 2011年度 2012年度 2013年度 250 契約件数 92 128 178 237 310 太陽光 風力 200 水力発電の開発地点 ◎ 当社の水力発電の設備量は523.2万kW（2013年度末時 当社の水力発電の設備量は523 2万kW（2013年度末時 点）。 150 ◎ さらに、以下の地点で開発を進める。 一般水力、 維持流量発電、（ ）は営業運転開始年度 220.6

  53. Slide 53: 成長事業①：販売戦略

    成長事業①：販売戦略 6 48 ■エネルギーソリューションサービスのご提案 多様化・高度化するお客さまのニーズにお応えするため、当社およびグループ会社が一体とな り、電気・ガスそれぞれの強みを活かしたソリューションサービスを提供 ■ガス・LNGおよびオンサイトエネルギーのご提供 ビジネス向けにガス・LNGやオンサイトエネルギーサービスをグループ一体となってご提供 し お客さまの省エネ・省CO₂やコスト削減 し、お客さまの省エネ 省CO₂やコスト削減、信頼性の高いエネルギ 信頼性の高いエネルギー供給システムの実現を 供給システムの実現を サポート 【ガス・ＬＮＧ販売数量の実績】 （ 万t ） 9

  54. Slide 54: 成長事業②：ダイヤモンドパワー株式取得

    6 成長事業②： 50Hz地域における電力販売事業の展開 45 49 （ダイヤモンドパワー株式会社の株式取得） （ダイヤモンドパワ 株式会社の株式取得） ●当社は、５０Hz地域（東日本）における電力販売事業の展開に向け、ダイヤモンドパワーの 株式を取得するとともに 発電事業会社の設立に参画することとした 株式を取得するとともに、発電事業会社の設立に参画することとした。 ●本プロジェクトは、将来の収益基盤拡大への第一歩であり、まずはダイヤモンドパワーがこれまで 展開してきた電力販売事業を継続し、域外販売のノウハウ獲得を目指す。 プ ジ ■プロジェクトの概要 【本プロジェクトスキーム図】 ○当社は

  55. Slide 55: 成長事業③：常陸那珂ジェネレーションの概要

    成長事業③：50Hz地域における電力販売事業の展開 50 （常陸那珂ジェネレーションの概要） （常陸那珂ジェネレ ションの概要） ●５０Ｈｚ地域における発電事業の展開として、２０１３年１２月６日、東京電力と共同で、 ●５０Ｈ 地域における発電事業の展開として ２０１３年１２月６日 東京電力と共同で 発電事業会社「常陸那珂ジェネレーション」を設立した。 ●６０万ｋＷ級石炭火力発電所を建設し、２０２０年度に運転開始する予定である。 ＜株式会社常陸那珂ジェネレーションの概要＞ 中部電力（96.55％） 出資比率 東京電力（3.45％） 発電端：約65万kW 発電出力 (送電端：約60万kW) ×1基

  56. Slide 56: 成長事業④：海外エネルギー事業

    成長事業④：海外エネルギー事業 51 ■海外エネルギ 事業のへの取り組み ■海外エネルギー事業のへの取り組み 投資規模 持分出力※ 2014年度2Q時点 累計1,000億円程度 累計326万kW ※ 各プロジェクトの総出力に占める当社出資分 ■参画中のプロジェクト 総出力 当社出資 地域 プロジェクト 参画時期 運開時期 （千kＷ） 割合 米国 テナスカ ガス火力IPP事業（5発電所） 4,780 約11%～約18% 2010年度 2001年～2004年 カナダ ガス火力IPP発電事業 875 50% 2009年度 2009年6月 北米 メキシコ ガス火力IPP事業（バジャドリド） 525 5

  57. Slide 57: 決算①：燃料費調整制度と火力燃料費について

    決算①：燃料費調整制度と火力燃料費について 52 ＜火力燃料費の燃料費調整制度に対する影響概略図＞ 今回改定の織込み火力燃料費 燃料価格・燃料消費量が変動 今回基準価格 ①燃料価格の変動 ①燃料価格変動影響 市況や為替レートの変化による 燃料価格の変動分 （燃料費調整制度の対象範囲） ⇒燃料価格調整制度により 前回基準価格 ②燃料消費量 電気料金に反映 増加影響 燃料費調整制度 ②燃料消費量の変動 電源構成の変化により、前回料金 の対象範囲外 対象範 外 前回改定時の火力燃料費 改定時の織込み燃料消費数量を超 えて消費した分 ⇒燃料費調整制度では電気料金 に反映されない 前回基準消費量 今回基

  58. Slide 58: 決算②：退職給与金（個別）

    決算②：退職給与金（個別） 53 ■人件費 (億円） 年度 2013年度(A) 2012年度(B) (A-B) 主な増減理由 人件費 1,810 1,825 △ 14 再掲：退職給与金 102 29 73 数理計算上の差異 103 ■数理計算上の差異 数 算 異 (億円） 費用処理額 増減 発生額 発生年度 （△積立超過） 2012年度(A) 2013年度(B) 2014年度(C) (B)－(A) (C)－(B) 2009年度 年度 △ 293 △ 85 ― ― 85 ― 2010年度 122 34 34 ― ― △ 34 2011年度 △ 35 △ 11 △ 11 △ 11 ― ― 2012

  59. Slide 59: 決算③：キャッシュフローの推移（個別）

    決算③：キャッシュフローの推移（個別） 54 （億円） 8,000 営業CF 5 634 5,634 6,089 投資CF 6 000 6,000 5,486 5,569 5,236 5,222 FCF 4,241 4,201 4,026 4,000 4,260 3,338 3,767 2,700 2,144 2,000 2,768 1,813 2 290 2,290 , 2,374 1 460 1,460 1,912 1,894 1,428 1,426 901 943 0 △1,035 △ 705 △ 976 △ 954 △ 1,272 △ 2,000 △ 1,802 △ 1,652 △ 1

  60. Slide 60: 決算④：財務体質の推移・格付け

    決算④：財務体質の推移・格付け 55 ■自己資本比率 自 資本 率 ■D／Eレシオ （倍） 35% 5 個別 連結 個別 連結 30% 4 25% 24.2％（連結） 22.0％（個別） 3 20% 2.7倍（個別） 15% 2 2.2倍（連結） 10% 1 5% 0% 0 ' 0 0 ' 0 1 '0 2 ' 03 ' 04 ' 0 5 '0 6 ' 07 ' 08 ' 0 9 '1 0 ' 11 ' 12 ' 1 3 ' 00 ' 01 ' 0 2 '0 3 '0 4 ' 05 ' 0 6 '0 7 '0 8 ' 09 ' 1 0 ' 1 1 '1 2 ' 13 （年度） （年度） ■格付

  61. Slide 61: 料金値上げ①：電気料金値上げ認可の概要

    料金値上げ①：電気料金値上げ認可の概要 56 9 ● 当社は、2013年10月29日に、規制部門のお客さまについては4.95%の値上げを申請、自由化部門のお客さまに 当社は、2013年10月29日に、規制部門のお客さまについては4 95%の値上げを申請、自由化部門のお客さまに ついては8.44%の値上げをお願いした。 ● その後、国による審査・査定等を反映した結果、2014年5月1日より、規制部門のお客さまについては3.77%の 値上げをお願いする旨の認可を4月18日に経済産業大臣よりいただいた。 値上げをお願いする旨の認可を4月18日に経済産業大臣よりいただいた ● なお、自由化部門のお客さ

  62. Slide 62: 料金値上げ②：料金改定時の原価の推移

    料金値上げ②：料金改定時の原価の推移 957 （億円） 燃料費・購入電力料 資本費 修繕費 人件費 その他 （57%） 25,000 （43%） （27%） 20,000 （26%） （33%） （28%） 5,620 13,938 9,352 5,034 5,272 6,253 15,000 5,995 5,458 4,888 4,416 4,350 10 000 10,000 3,735 2,551 2,181 2,169 2,166 2,212 2,146 5,000 2 284 2,284 2 522 2,522 2 265 2,265 2 089 2,089 2,069 1,680

  63. Slide 63: 料金値上げ③：前提諸元と発受電電力量の概要

    料金値上げ③：前提諸元と発受電電力量の概要 58 9 ●販売電力量については、節電にご協力いただいた実績等を踏まえ想定（前回差：△95億kWh）。 ●発受電電力量については、前回改定と比べ、販売電力量の減少はあるものの、原子力発電電力量や 発受電電力量 減少 て る 発受電電力量が減少していることから、火力発電電力量（LNG）が増加。 ら、火力発電電力量（ ） 増加。 【原価算定の前提諸元】 【発受電電力量比較】 今回 前回 増減 （億kWh） (2014～2016平均) (2008) Ａ B A-B 1,600 火力合計 火力合計 969 石油 販売電力量 (億kWh) 1,262 1,35

  64. Slide 64: 料金値上げ④：経営効率化への取り組み

    料金値上げ④：経営効率化への取り組み 59 9 ● 当社は、2011年5月の浜岡原子力発電所の全号機停止以降、徹底した経営効率化に努めており、 2013年4月からは「経営効率化緊急対策本部」を設置し、これまで以上に踏み込んだ経営効率化に 取り組んでいる。 ● 認可原価算定にあたっては、申請原価算定時の経営効率化額1,633億円に修正指示(△282億円)を 認可原価算定にあたっては 申請原価算定時の経営効率化額1 633億円に修正指示(△282億円)を 加え、2014～2016年度の3か年平均で1,915億円のコスト削減を反映し、値上げ幅を最大限抑制 している。 （億円） 2014～2016 主

  65. Slide 65: 当資料取扱上のご注意

    １ 当資料取扱上のご注意 当資料に記載の将来の計画や見通し等は、現在入手可能な情報に基づき、計画のもとに なる前提、予想を含んだ内容を記載しております。 これらの将来の計画や見通し等は、潜在的なリスクや不確実性が含まれており、今後の 事業領域を取りまく経済状況 市場の動向等により 実際の結果とは異なる場合がござい 事業領域を取りまく経済状況、市場の動向等により、実際の結果とは異なる場合がござい ますので、ご承知おきいただきますようお願い申し上げます。 また、当資料の内容につきましては細心の注意を払っておりますが、掲載された情報の また、当資料の内容に きましては細心の注意を払 ておりますが、掲

Chubu Electric Power — Q2 FY2014 Earnings Presentation on 6ix